Gaz naturel


Gaz naturel
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Gaz naturel
Général
No CAS 8006-14-2
Unités du SI & CNTP, sauf indication contraire.

Le gaz naturel est un combustible fossile composé d'un mélange d'hydrocarbures présent naturellement dans des roches poreuses sous forme gazeuse.

Avec 23 % de l'énergie consommée en 2005, le gaz naturel est la troisième source d'énergie la plus utilisée dans le monde après le pétrole (37 % en 2005) et le charbon (24 % en 2005). L'usage du gaz naturel dans l'industrie, les usages domestiques puis la production d'électricité, se développait rapidement depuis les années 1970 et était sur le point de devancer le charbon. Cependant, avec le renchérissement observé depuis le début du XXIe siècle, les tassements dans la consommation des pays développés, les besoins des pays émergents et les progrès réalisés dans le traitement du charbon, ce dernier tend à retrouver un certain essor.

Sommaire

Types

Il existe plusieurs formes de gaz naturel, se distinguant par leur origine, leur composition et le type de réservoirs dans lesquels ils se trouvent. Néanmoins, le gaz est toujours composé principalement de méthane et issu de la désagrégation d'anciens organismes vivants.

Aux différents types de gaz naturels cités ci-après, on pourrait adjoindre le biogaz, ou biométhane, un substitut renouvelable issu de la décomposition de certains déchets de l'activité anthropique.

Gaz conventionnel non associé

C'est la forme la plus exploitée de gaz naturel. Son processus de formation est similaire à celui du pétrole. On distingue le gaz thermogénique primaire, issu directement de la pyrolyse du kérogène, et le gaz thermogénique secondaire, formé par la pyrolyse du pétrole. Le gaz thermogénique comprend, outre le méthane, un taux variable d'hydrocarbures plus lourds, pouvant aller jusqu'à l'heptane (C7H16). On peut y trouver aussi du dioxyde de carbone (CO2), du sulfure d'hydrogène appelé aussi « gaz acide » (H2S), et parfois de l'azote (N2) et de petites quantités d'hélium (He).

C'est principalement ce type de gaz conventionnel non associé qui alimente le marché international du gaz naturel et ses réseaux de transport par gazoducs et méthaniers (voir section Industrie du gaz).

Gaz associé

Il s'agit de gaz présent en solution dans le pétrole. Il est séparé lors de l'extraction de ce dernier. Pendant longtemps, il était considéré comme un déchet et détruit en torchère, ce qui constitue un gaspillage de ressources énergétiques non renouvelables et une pollution inutile. Aujourd'hui, une partie est soit réinjectée dans les gisements de pétrole (contribuant à y maintenir la pression et à maximiser l'extraction du pétrole), soit valorisée. La destruction en torchère représentait toujours 150 Gm3 par an en 2007[1].

Gaz biogénique

Le gaz biogénique est issu de la fermentation par des bactéries de sédiments organiques. À l'instar de la tourbe, c'est un combustible fossile mais dont le cycle est relativement rapide. Les gisements biogéniques sont en général petits et situés à faible profondeur. Ils représentent environ 20 % des réserves connues de gaz conventionnel. Le gaz biogénique a moins de valeur par mètre cube que le gaz thermogénique, car il contient une part non négligeable de gaz non combustibles (notamment du dioxyde de carbone) et ne fournit pas d'hydrocarbures plus lourds que le méthane.

Gaz de charbon

Articles détaillés : Gaz de couche et grisou.

Le charbon contient naturellement du méthane et du dioxyde de carbone dans ses pores. Historiquement, ce gaz a surtout été connu pour la menace mortelle qu'il présente sur la sécurité des mineurs - il est alors resté dans la mémoire collective sous le nom de grisou. Cependant, son exploitation est en plein développement, en particulier aux États-Unis. L'exploitation porte sur des strates de charbon riches en gaz et trop profondes pour être exploitées de façon conventionnelle. Il y a eu des essais en Europe également, mais la plupart des charbons européens sont assez pauvres en méthane. La Chine s'intéresse également de plus en plus à l'exploitation de ce type de gaz naturel.

Gaz de schiste

Article détaillé : Gaz de schiste.

Certains schistes contiennent aussi du méthane piégé dans leurs fissurations. Ce gaz est formé par la dégradation du kérogène présent dans le schiste, mais, comme pour le gaz de charbon, il existe deux grandes différences par rapport aux réserves de gaz conventionnel. La première est que le schiste est à la fois la roche source du gaz et son réservoir. La seconde est que l'accumulation n'est pas discrète (beaucoup de gaz réuni en une zone restreinte) mais continue (le gaz est présent en faible concentration dans un énorme volume de roche), ce qui exige une technique spécifique. La technique actuellement (2011) retenue consiste à utiliser l'hydrofracturation en association avec le forage horizontal, qui permet d'atteindre un plus grand volume de roche avec un seul forage. L'hydrofracturation consiste en la fracturation des poches de gaz par injection d'un liquide constitué d'eau et d'additifs, dont certains peuvent être toxiques. Chaque puits peut être fracturé plusieurs dizaines de fois, chaque fracturation consomme entre 7 et 28 millions de litres d'eau dont une partie seulement est récupérée. On a constaté, notamment aux États-Unis, que cette pratique mettait en péril l'éco-système[2]. L'utilisation de produits toxiques risque de polluer les nappes phréatiques, lorsque ce n'est pas le gaz lui-même qui présente un risque sanitaire[3] pour toute personne vivant près d'une source d'extraction[4]. L'exploitation en France demeure fortement décriée. Jean-Louis Borloo, alors ministre de l'écologie, a autorisé le début des forages dans le sud de la France avant que le gouvernement n'annule ces autorisations[5].

Hydrates

Article détaillé : Hydrate de méthane.

Les hydrates de méthane sont des structures de glace contenant du méthane prisonnier. Ils sont issus de l'accumulation relativement récente de glace contenant des déchets organiques, la dégradation est biogénique. On trouve ces hydrates dans le pergélisol ou sur le plancher océanique. Le volume de gaz existant sous cette forme est inconnu, variant de plusieurs ordres de grandeur selon les études. Aucune technologie rentable ne permet actuellement d'exploiter ces ressources.

Industrie du gaz

Histoire

Utilisation ancienne en Chine

Les Chinois ont commencé à utiliser du gaz naturel comme combustible et source d'éclairage au IVe siècle av. J.‑C.. Le forage systématique de puits pour l'extraction de la saumure au Ie siècle av. J.‑C. avant J.C. (Dynastie Han) mena à la découverte de beaucoup de "puits à feu" au Sichuan qui produisaient du gaz naturel. Ainsi qu'il est rapporté, cela entraîna dès le IIe siècle av. J.‑C., une recherche systématique de gaz naturel. La saumure et le gaz naturel étaient conduits ensemble par des tubes de bambous. Depuis les petits puits, le gaz pouvait être acheminé directement aux brûleurs ou la saumure était versée dans des cuves d'évaporation en fonte pour bouillir et produire du sel. Mais le gaz dense et âcre puisé à des profondeurs d'environ 2000 pieds devait tout d'abord être mélangé à l'air de crainte qu'une explosion se produise. Pour remédier à cela, les Chinois conduisaient d'abord le gaz dans un grand réservoir en bois de forme conique, placé 3m sous le niveau du sol, où un autre conduit amenait l'air. Ce qui transformait le réservoir en grand carburateur. Pour éviter les incendies à cause d'un soudain surplus de gaz, un "Tuyau repoussant le ciel" supplémentaire était utilisé comme système d'échappement[6].,[7].

En Europe

En 1776, Alessandro Volta découvre le méthane en s'intéressant au « gaz des marais » (l'ancien nom du méthane).

Les premiers gaz combustibles utilisés en Europe, à partir de 1785, date de leur invention, seront des gaz manufacturés c'est-à-dire des gaz fabriqués dans des usines à gaz et des cokeries, principalement à partir de la houille. Ils sont d'abord utilisés comme gaz d'éclairage, par la suite comme combustible pour les turbines et moteurs, pour le chauffage ainsi que la cuisson. L’appellation gaz de ville apparaît à cette occasion. Les gaz manufacturés seront essentiellement du gaz de houille mai aussi du gaz d'huile et du gaz de pétrole, etc. La plupart des gaz manufacturés contiendront principalement du dihydrogène, du méthane et de monoxyde de carbone.

L'histoire du gaz manufacturé est liée à l'histoire de nos villes et des grands groupes énergétiques modernes, ceux là même qui plus tard achemineront le gaz naturel.

Le gaz de ville sera mêlé, lorsque la demande se fera plus importante à du gaz de couche et du grisou - qui a un pouvoir calorifique plus important, doit être « dilué » avant d'être injecté dans le réseau - ainsi que du gaz de pétrole liquéfié[8].

Les premières utilisations modernes gaz naturel sont apparues aux États-Unis vers 1820 pour l'éclairage public[9].

Si le pétrole fait l'objet d'une exploitation et d'une utilisation industrielle poussées à partir des années 1850, le gaz naturel devra attendre les années 1950 pour susciter un intérêt mondial. Ses réserves et ressources voir sa production sont mal connues en dehors des États-Unis jusqu'à la fin des années 1960. Le gaz naturel est apparu longtemps comme une source d'énergie difficile à mettre en œuvre. Son commerce sous forme liquéfiée (GNL) n'a commencé qu'en 1964 dans des volumes très modestes[10].

À partir de la fin de seconde guerre mondiale mais surtout à partir des années 1960, l'usage du gaz naturel se répand à travers le monde et supplante progressivement les gaz manufacturés. Le gaz naturel a de nombreuses qualités, dont l'absence de toxicité. Le pouvoir calorifique du gaz naturel est double de celui du gaz de houille (9000 cal/m3 contre 4250).

Le gaz naturel nécessitera des aménagements particuliers de tout son réseau de distribution, appareils de chauffe et autres, méthode de stockage et de transport : canalisations, gazoducs, bateaux et port méthaniers.

En France

En 1946, L'Assemblée nationale vote la loi de nationalisation des secteurs de l'énergie. Gaz de France (GDF) est créée. La première activité de Gaz de France durant ses premières années consiste à produire et distribuer du gaz de houille. La découverte et la mise en exploitation du gisement de gaz naturel de Lacq à la fin des années 1950 permet à Gaz de France de réorienter son activité vers celui-ci et d'abandonner progressivement le gaz de houille. Les parisiens reçoivent le méthane juste dix ans plus tard.

En Hollande

Le gisement Slochteren dans la province néerlandaise de Groningue (29 mai 1959), (Champs de gaz de Slochteren (nl)) est rapidement acheminé en Hollande et vers la Belgique (1966)...

En Norvège

Ekofisk(1969)...

En Algérie

Hassi R'Mel dans le Sahara

En Belgique

En 1971, l'ensemble du réseau de distribution est converti au gaz naturel. Distrigaz s'alimente en Hollande (1965), en Norvège(1973), en Algérie(1975), l'Allemagne et Abou Dabi. En 1980, Distrigaz assure la totalité de l'approvisionnement, du transport et du stockage du gaz en Belgique mais également le Luxembourg(1993) et l'Angleterre(1995). En 2001, Distrigaz est scindée entre Suez(GDF Suez) et Ente nazionale idrocarburi

Caractéristiques générales du gaz naturel commercialisé en Europe

C'est principalement du gaz naturel dit « conventionnel non associé » (voir section précédente) qui alimente le marché européen de production du gaz naturel et ses réseaux de transport par gazoducs et méthaniers puis de distribution.

Le gaz naturel traité, en vue d'être commercialisé, est incolore, inodore, insipide, sans forme particulière. Il contient entre 81 et 97 % de méthane. Il est moins dense que l'air : sa densité est de 0,6 par rapport à l'air et sa masse volumique est d'environ 0,8 kg·m-3. Il se présente sous sa forme gazeuse au-delà de -161 °C environ, à pression atmosphérique.

Son pouvoir calorifique supérieur (PCS) est d'environ 11,5 kWh·m-3 en France, pour le gaz le plus couramment consommé, dit « H » (pour « haut pouvoir calorifique »).

Pour des raisons de sécurité depuis l'accident de 1937 à New London au Texas, qui causa la mort de 295 personnes dans une école, un odorisant chimique, à base de tétrahydrothiophène (THT) ou de mercaptan (composé soufré), lui donne une odeur particulière afin de permettre sa détection lors d'une fuite.

Amont : extraction et traitement

Le gaz naturel et le pétrole brut sont souvent associés et extraits simultanément des mêmes gisements, ou encore des mêmes zones de production. Les hydrocarbures liquides proviennent du pétrole brut pour une proportion moyenne de l'ordre de 80 % ; les 20 % restants, parmi les fractions les plus légères, le propane et le butane sont presque toujours liquéfiés pour en faciliter le transport.

L'exploration (recherche de gisements) et l'extraction du gaz naturel utilisent des techniques à peu près identiques à celles de l'industrie du pétrole. Une grande partie des gisements de gaz connus à travers le monde a d'ailleurs été trouvée au cours de campagnes d'exploration dont l'objectif était de trouver du pétrole.

Lors de l'extraction, la détente à la tête de puits provoque la condensation des hydrocarbures C5 à C8. Les liquides récupérés, appelés « condensats de gaz naturel » ou « liquide de puits de gaz naturel » correspondent à un pétrole extrêmement léger, de très haute valeur (donnant de l'essence et du naphta). Tout le reste (hydrocarbures C1 à C4, dioxyde de carbone, sulfure d'hydrogène et hélium) est gazeux à température ambiante et acheminé par gazoduc vers une usine de traitement de gaz. Il faut donc deux réseaux de collecte, un pour le gaz et un pour les condensats.

Dans cette usine (qui peut être proche des gisements, ou proche des lieux de consommation), le gaz subit ensuite une déshydratation par point de rosée, puis les différents composants sont séparés. Les hydrocarbures C2 à C4 sont vendus sous le nom de gaz de pétrole liquéfié (GPL et non pas GNL). Le dioxyde de carbone est le plus souvent simplement rejeté dans l'atmosphère, sauf s'il y a un utilisateur proche. Parfois, on le réinjecte dans une formation souterraine (séquestration du CO2) pour réduire les émissions de gaz à effet de serre. Le gaz acide est vendu à l'industrie chimique ou séquestré. L'hélium est séparé et commercialisé, s'il est présent en quantité suffisante - dans certains cas, il représente une addition très importante aux revenus générés par le gisement.

Les condensats et les GPL ont une telle valeur marchande que certains gisements sont exploités uniquement pour eux, le « gaz pauvre » (méthane) étant réinjecté au fur et à mesure, faute de débouchés locaux. Même lorsque l'essentiel du gaz pauvre est vendu, on en réinjecte souvent une partie dans le gisement, pour ralentir la baisse de pression, et récupérer au final une plus grande partie des condensats et du GPL.

L'autre partie (la plus grande) est transporté par gazoduc ou par méthanier vers les lieux de consommation.

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Aval : transport gazeux ou liquide

Méthanier LNG BONNY

Le transport du gaz traité (gaz pauvre, presque exclusivement du méthane) est par nature beaucoup plus difficile que pour le pétrole. Cela explique que, pendant longtemps, les gisements de gaz n'intéressaient les compagnies que s'ils étaient relativement proches des lieux de consommation, tandis que les gisements trouvés dans des endroits isolés n'étaient développés que si leur taille justifiait les infrastructures nécessaires. Sachant que la rentabilité des gisements gaziers s'est considérablement améliorée depuis plusieurs années, plusieurs gisements qui étaient vus comme « sub-commerciaux » sont maintenant profitables.

Pour transporter le gaz naturel des gisements vers les lieux de consommation, les gazoducs sont le moyen le plus courant. Mais une part croissante du gaz consommé est transportée sous forme liquide, à -162 °C et à pression atmosphérique, dans des méthaniers du lieu de production vers les lieux de consommation : c'est ce que l'on appelle le GNL, ou Gaz Naturel Liquéfié. Sous cette forme liquide, le gaz naturel offre, à volume égal avec le fioul domestique, un pouvoir calorifique qui correspond à plus de la moitié du pouvoir calorifique de celui-ci[11].

Mais cette solution qui permet de « condenser » l'énergie gazeuse sous un volume réduit exige des investissements très lourds, tant pour la liquéfaction[12] que pour le transport[13]. À titre indicatif, le coût d'une usine de liquéfaction, de taille minimale de l'ordre de 45 Gthermies/an (3,5 millions de tonnes de gaz naturel liquéfié) est de l'ordre de 400 à 500 millions USD et si l'on veut doubler cette capacité, il faut ajouter 85 % de plus à ce coût.

Les navires de transport, qui ont des réservoirs cryogéniques, coûtent également très cher : en 2006, plus de 200 millions d'euros pour une capacité de 100 000 tonnes, soit le prix d'un pétrolier de quelque 300 000 tonnes.

Mais, vue l'augmentation constante des besoins en énergie de toutes sortes et la flambée du prix du pétrole depuis le début du XXIe siècle, tous ces investissements sont amplement justifiés. La filière du gaz naturel liquéfié nécessite cependant une taille importante pour être économiquement viable, il faut donc une forte production à exporter pour justifier la construction d'une usine de liquéfaction et, inversement, d'importants besoin d'importation pour construire un terminal de réception. En 2006, il n'existe aucun projet en dessous de 2 ou 3 millions de tonnes par an pour l'exportation, 1 pour l'importation.

Lors de sa liquéfaction, le gaz naturel est fractionné, si nécessaire, pour le séparer de l'éthane, du propane et du butane. À l'arrivée près des lieux de consommation, le GNL est éventuellement stocké sous forme liquide puis vaporisé dans des terminaux méthaniers. Il est alors émis sur un réseau de transport classique. Ici encore, il faut des investissements importants pour la réception, le stockage et la vaporisation. Ces investissements sont cependant moindres que pour la liquéfaction ou le transport par méthanier.

Pour le traitement, et si l'on veut séparer les GPL avant le transport, à partir des gisements de gaz et de condensats (si ceux-ci sont proches), on installe deux réseaux de collecte, un pour le gaz naturel et un autre pour les condensats. Le gaz et les condensats sont dirigés vers des installations de traitement et de désulfurisation.

Articles détaillés : Gaz naturel liquéfié et Gazoduc.

Économie du gaz

Économie du gaz en Europe

La consommation totale de gaz naturel dans l'Union européenne est d'environ 4.000 milliards de kWh par ans. Le gaz de Slochteren (gaz L) y fût utilisé massivement à partir de sa découverte en 1959. Par la suite la découverte et l'exploitation des gisements au Royaume-Uni et en Norvège et l'arrivée de fournisseurs en dehors de l'espace économique européen, principalement la Russie, l'utilisation de GNL et les restriction instaurées dans les années 1970 concernant l'exportation du gaz L au Pays-Bas ont entraîné la baisse de l'importance du gaz L en Europe[14].

Les producteurs de gaz L sont l’Allemagne (20 milliards de Nm³) et les Pays-Bas (21 milliards de Nm³ + 32 milliards de Nm³). Actuellement le gaz L n'est consommé qu'aux Pays-Bas, en Allemagne, en Belgique et en France[14].

Économie du gaz en Belgique

Deux types de gaz sont fournis sur le marché belge: le gaz riche ou gaz H (gaz issus du Royaume-Uni, de Norvège et de Russie ainsi que le GNL), et le gaz L (gaz de Slochteren). Le gaz H a un PCS de 11,630 kWh/Nm³, le gaz L a un PCS de 9,769 kWh/Nm³. Cette différence de pouvoir calorifique nécessite un acheminement du gaz H et du gaz L par des réseaux de canalisation différents et divise les utilisateurs belges en consommateur de gaz L et consommateur de gaz H. L'organisation du marché du gaz est dévolue au CREG, Commission de régulation de l'électricité et du gaz[14].

Infrastructures gazières

Stockage à Bruges, Anvers (Wuustwezel) et Anderlues[14].

Stations de compression à Poppel, Winksele, Berneau et Sinsin[14].

Réseau de transport

Le gestionnaire de réseau de transport est Fluxys (GDF Suez)[15]

Réseau de distribution

Le Gestionnaire de réseau de distribution est Distrigaz (Ente nazionale idrocarburi)

Économie du gaz en France

Infrastructures gazières

Les infrastructures comprennent[16] :

  • les réseaux de transport ;
  • les réseaux de distribution ;
  • les sites de stockage ;
  • les terminaux méthaniers.

Les terminaux méthaniers sont au nombre de trois : Fos-Tonkin, Fos-Cavaou et Montoir-de-Bretagne (près de Saint-Nazaire). Trois autres projets sont en cours de développement à Dunkerque, Antifer et Fos-Faster.

Les gazoducs internationaux et les terminaux méthaniers sont reliés, au niveau des frontières et des ports (la France importe 98 % du gaz naturel qu'elle consomme) au réseau de transport principal, qui se subdivise en un réseau de transport régional.

Alors que le réseau de transport d'électricité est géré en France par un seul opérateur, RTE, les échanges de gaz sont organisés autour de trois zones d'équilibrage du réseau de transport. Les expéditeurs peuvent faire circuler leur gaz librement à l'intérieur d'une zone d'équilibre, en payant uniquement à l’entrée et à la sortie :

  • la zone nord, au nord d'une ligne allant de la Vendée au Doubs, est gérée par GRTgaz ;
  • la zone sud, qui comprend en fait le centre-ouest, le Massif central et un grand quart sud-est, relève également de GRTgaz ;
  • la zone sud-ouest est opérée par TIGF.

Le réseau de distribution achemine le gaz depuis les grandes infrastructures du réseau de transport jusqu'aux consommateurs. Vingt-cinq entreprises de distribution de gaz assurent ce service. GrDF assure la distribution de 96 % du marché. S'y ajoutent vingt-deux entreprises locales de distribution et deux « nouveaux entrants ».

Storengy, filiale de GDF Suez, et TIGF, filiale de Total, possèdent des installations de stockage de gaz répartis dans les différentes zones d'équilibre.

Les marchés de gros

Les opérateurs achètent du gaz sur les marchés de gros[17] :

  • soit au gré à gré, via des contrats de long terme qui permettent de garantir les approvisionnements. Le producteur s'engage à livrer des quantités de gaz que le client s'engage à acheter ;
  • soit via un marché intermédié. Des plateformes de négociations, telles que Powernext, permettent d'échanger des contrats spot de court terme ou des contrats de plus long terme.

Le prix de gros du gaz est fixé sur les cours des produits pétroliers, avec en général trois à six mois de décalage.

Le marché de détail et le prix du gaz

Les clients peuvent choisir entre un tarif réglementé ou un prix de marché[18].

Les tarifs réglementés de vente de gaz doivent en principe couvrir les coûts de fourniture des opérateurs (loi du 3 janvier 2003[19]). Ces tarifs sont fixés par les ministres chargés de l’économie et de l’énergie, sur avis de la CRE.

Le tarif réglementé comme le prix de marché pour le particulier s'analyse comme la somme :

  • du tarif d'utilisation des réseaux, fixé par le gouvernement sur proposition de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) ;
  • du coût d'utilisation des stockages, fixé par l'opérateur ;
  • et du tarif de fourniture.

Utilisation

Le gaz naturel est l'un des moyens énergétiques les moins polluants. En théorie, si sa combustion était parfaite et complète, il n'émettrait que de l'eau et du dioxyde de carbone selon la réaction :

CH4 + 2O2 + 8N2 → CO2 + 2H2O + 8N2.

S'il ne produit jamais de suies (particules de 10 à 100 nm), une étude publiée en 2008[20] montre qu'un brûleur normal de chauffe-eau au gaz ou de gazinière produit des particules ultrafines ou des nanoparticules (de 1 à 10 nanomètres de diamètre). Dans une chaudière à condensation, leur taux est plus bas (0,1 mg·Nm-3 ou milligramme par normo-mètre cube) grâce à une combustion optimisée, mais un brûleur normal de gazinière engendre des taux particulaires bien plus élevés (5 mg·Nm-3) ainsi d'ailleurs qu'une « quantité significative » d’hydrocarbures aromatiques polycycliques qui pourraient peut-être interagir avec ces nanoparticules.

Comme tous les combustibles fossiles, sa combustion rejette du dioxyde de carbone ; mais seulement 55 kg par gigajoule de chaleur produite (contre 75 pour le pétrole brut, et 100 environ pour le charbon).

Par rapport aux autres énergies non renouvelables, l'avantage du gaz naturel est encore plus grand si l'on tient compte des émissions sur le cycle complet « du puits au brûleur » et pas seulement de celles résultant de l'usage final du combustible : en effet, l'extraction et le traitement du gaz naturel consomment beaucoup moins d'énergie.

L'utilisation du gaz naturel ne produit pas de poussières, presque pas d'oxydes d'azote (NOx) et ne laisse pas de cendres, et s'il a été correctement désoufré quasiment aucune pollution locale par les oxydes de soufre, ... Cet intérêt a une conséquence économique directe par rapport aux autres énergies fossiles : une installation (centrale électrique, chaufferie, cimenterie ou autre) brûlant du charbon a besoin de dispositifs de dépollution, pour extraire le soufre, les NOx et les poussières des fumées. Ces installations sont très coûteuses à construire et à entretenir. Avec le gaz naturel, ces appareillages sont inutiles, d'où une économie importante.

Brûleur de 300 kW compact pour le chauffage d'une étuve industrielle

C'est une source d'énergie de plus en plus utilisée par l'industrie pour produire de la chaleur (chauffage, fours…) et de l'électricité, éventuellement en cogénération ou tri-génération. En 2006, au niveau mondial, plus de 30 % de l'électricité est produite à partir de gaz naturel, et cette part ne cesse d'augmenter. Chez les particuliers, le gaz naturel est utilisé pour le chauffage, l'eau chaude et la cuisson des aliments. Enfin, depuis quelques années, le gaz naturel comprimé en bouteilles est utilisé en France comme carburant pour les véhicules (GNV). Mais déjà plus d'un million de véhicules au gaz naturel roulent dans le monde, dans des pays comme l'Argentine et l'Italie.

En 2006, globalement, l'usage du gaz naturel est en expansion, la plupart des pays favorisant son usage accru partout où il peut se substituer au pétrole. Il présente en effet plusieurs avantages en comparaison avec ce dernier : moins cher en général, moins polluant, il permet également une diversification des approvisionnements énergétiques des pays importateurs (géopolitique), même si la crise entre l'Ukraine et la Russie au début de l'année 2006 montre que ce n'est pas la solution miracle. Dans certains pays, comme la Russie ou l'Argentine, l'usage du gaz naturel a même dépassé celui du pétrole.

Le gaz naturel est devenu une industrie globale, ce qui tranche singulièrement avec l'époque (jusqu'aux années 1950, bien plus tard dans certains pays), où il était avant tout perçu comme un coproduit encombrant et dangereux des puits de pétrole.

Le gaz naturel est aujourd'hui la matière première d'une bonne partie de l'industrie chimique et pétrochimique : à la quasi-totalité de la production d'hydrogène, de méthanol et d'ammoniac, trois produits de base, qui à leur tour servent dans diverses industries :

Ci-après est la présentation de la chimie du méthane dans l'industrie pétrochimique :

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Pouvoir calorifique

Le pouvoir calorifique d'un combustible est la quantité de chaleur exprimée en kWh ou MJ, qui serait dégagée par la combustion complète de un (1) mètre cube normal (m³(n)) de gaz sec dans l'air à une pression absolue constante et égale à 1,01325 bar, le gaz et l'air étant à une température initiale de 0 °C (zéro degré Celsius), tous les produits de combustion étant ramenés à 0 °C et une pression de 1,01325 bar.

Le pouvoir calorifique du gaz naturel s'exprime en MJ ou kWh par mètre cube normal.

On distingue 2 pouvoirs calorifiques :

PCS = PCI + Chaleur latente de condensation (ou de vaporisation) de l'eau

  • PCS = pouvoir calorifique supérieur
    C'est la quantité de chaleur exprimée en kWh ou MJ, qui serait dégagée par la combustion complète de un (1) mètre cube normal de gaz. La vapeur d'eau formée pendant la combustion étant ramenée à l'état liquide et les autres produits de combustion étant à l'état gazeux.
  • PCI = pouvoir calorifique inférieur
    Il se calcule en déduisant du PCS la chaleur de vaporisation (2 511 kJ/kg) de l'eau formée au cours de la combustion et éventuellement de l'eau contenue dans le combustible.
  • Chaleur latente de condensation (ou de vaporisation)
    La combustion d'un hydrocarbure génère, entre autres, de l'eau à l'état de vapeur. Pour la vaporisation de 1 kg d'eau, 2 511 kJ de chaleur sont nécessaires. Cette énergie est perdue lorsque la vapeur d'eau contenue dans les gaz de combustion est évacuée avec ceux-ci par la cheminée, à moins la récupérer, comme dans les chaudières à condensation, en condensant la vapeur d'eau contenue dans les gaz de combustion en les refroidissant par un échangeur de chaleur où circule l'eau froide : l'eau froide entrante récupère d'abord les calories de la vapeur qui s'est condensée avant d'être chauffée "pour de bon" dans le brûleur, et l'eau de combustion condensée est évacuée par un drain.

La récupération de chaleur de condensation est particulièrement judicieuse pour le gaz naturel, qui contient principalement du méthane, CH4, gaz qui a la plus grande proportion d'atomes d'hydrogène par molécule (4 H pour un C). Cet hydrogène se combine avec l'oxygène au cours de la combustion pour produire de la chaleur et de l'eau, immédiatement vaporisée et mélangée avec les autres produits de combustion (essentiellement du CO2). Ce fort contenu hydrogène dans le gaz naturel conduit une part non négligeable (environ 10%) de l'énergie libérée lors de la combustion à être absorbée par la vaporisation de l'eau. Ces 10% absorbés sont en grande partie restitués dans les chaudières à condensation.

Rapport PCI/PCS pour le gaz naturel : environ 0,9028 (3,25/3,6)

Pour le gaz naturel, on distingue :

  • les gaz « type B » (ou « type L »)
    distribués dans le Nord de la France. Ils ont un pouvoir calorifique supérieur compris entre 9,5 et 10,5 kWh/m³(n). C'est essentiellement le cas du gaz de Groningue (en provenance des Pays-Bas). Ce gaz se distingue par sa teneur élevée en azote.
  • les gaz « type H »
    distribués sur le reste du territoire français. Ils ont un pouvoir calorifique supérieur compris entre 10,7 et 12,8 kWh/m³(n).

Pour la plupart des appareils domestiques, ces deux types de gaz sont interchangeables, certains appareils nécessiteront cependant un réglage.

Enjeux géopolitiques

Le gaz naturel, jusque dans les années 1970, présentait peu d'intérêt pour des raisons pratiques : difficile à transporter, moins énergétique que le charbon ou le fuel pour un même volume, dangereux à manipuler, il était souvent brûlé à la torche.

À partir des deux chocs pétroliers, le commerce du gaz naturel a pris de l'ampleur, mais la valorisation du gaz naturel, pour un même contenu énergétique, est toujours très inférieure à celle du pétrole. Les sites de grande taille, et à proximité d'un port, sont plus facilement rentables. La géopolitique du gaz naturel commence à présenter des points communs avec la géopolitique du pétrole, mais toujours avec des différences importantes ; en particulier, le gaz naturel fait souvent l'objet de contrats à long terme, qui permettent de financer les gazoducs, ou les stations de liquéfaction, nécessaires à ce commerce. Ce type de contrat lie pour dix ou quinze ans un client et un fournisseur, rendant ce marché peu dynamique. Ce mode de fonctionnement commercial, qui concerne un petit nombre d'acteurs, ne facilite pas son développement.

En 2010, l'Europe semble dépendante des pays de l'ancien bloc soviétique pour son alimentation en gaz naturel ; en réalité, ce marché reste essentiellement déprimé, et certains spécialistes cherchent moins à décrire cet état de fait qu'à découpler l'Europe de son fournisseur russe, ce qui justifierait la mise en place de nouveaux gazoducs transeuropéens.

La combustion du gaz naturel génère moins d'émissions de dioxyde de carbone dans l'atmosphère que l'équivalent charbon ou fuel lourd ; cependant, le peu d'entrain des nations à soutenir les combustibles moins polluants ne permet pas de l'avantager pour cette seule raison.

Chiffres

En 2005, selon BP, le monde a produit 2743 milliards de mètres cubes de gaz naturel, en hausse de 2,5 % par rapport à l'année précédente (alors que la production de pétrole n'a augmenté que de 1 %). La Russie représente 22 % de la production mondiale.

Les chiffres de production de gaz naturel sont assez complexes à interpréter, selon les modes de calcul on peut ou non compter le gaz associé brûlé en torchère, compter les volumes de gaz avant ou après extraction des polluants, etc. Les chiffres de l'AIE sont d'ailleurs différents de ceux de BP, avec une production mondiale de 2 871 Gm3 pour la même année, soit près de 5 % plus que BP.

Pays Production (Gm3) Production (Mtep) Notes
1 Russie 598 540 Principalement en Sibérie Occidentale
2 États-Unis 525 473 Rôle croissant du gaz non conventionnel et de l'offshore profond
3 Canada 185 167 En déclin probable
4 Algérie 88 79 Plus de 50 % de la production africaine
4 Royaume-Uni 88 79 Déclin rapide
6 Iran 87 78 Réserves sous-exploitées
7 Norvège 85 76 Troll, Ormen Lange
8 Indonésie 76 68 Exportations en déclin
9 Arabie Saoudite 70 62 Réserves sous-exploitées
10 Pays-Bas 62 57 Voir Groningue (gisement)
11 Malaisie 60 54
12 Turkménistan 59 53 Dauletabad.
13 Ouzbékistan 56 50
14 Chine 50 45 Croissance très rapide (production doublée en 5 ans)
15 Émirats 47 42
16 Argentine 46 41 Déplétion rapide des réserves
TOTAL MONDIAL 2763 2486

Pour plus d'informations sur la production par pays, on pourra se reporter à la série régions pétrolifères. Les principaux pays exportateurs, suivant l'EIA, sont :

Pays Exportations (Gm3) Exportations (Mtep) Types d'exportations Clients principaux
1 Russie 203 183 Gazoduc Europe, Turquie
2 Canada 106 95 Gazoduc États-Unis
3 Norvège 82 74 Gazoduc Europe
4 Algérie 68 62 Gazoduc et GNL Europe, Afrique
5 Pays-Bas 52 47 Gazoduc Pays voisins
6 Turkménistan 49 45 Gazoduc Injection dans le réseau russe
7 Indonésie 36 33 GNL Japon, Corée du Sud
8 Malaisie 32 29 GNL Japon, Corée du Sud
9 Qatar 28 25 GNL Europe, Asie

Ici encore, ces données demandent quelques remarques :

  • Il s'agit d'exportations brutes, c'est-à-dire que le volume des importations n'en est pas déduit. Par exemple, le Canada a exporté 105 Gm3 aux États-Unis, mais a aussi importé 10 Gm3 de ce pays. De même, la Russie importe du gaz turkmène.
  • Ces données n'incluent pas les exportations de produits directement dérivés du gaz, comme le méthanol ou l'ammoniac.

Risques liés au gaz naturel

Les principaux dangers du gaz naturel sont liés au fait qu'il est fourni sous pression, qu'il est inflammable et qu'il émet des produits de combustion :

  • inflammation : Le gaz naturel est combustible, il peut s'enflammer dans certaines conditions en présence d'air et d'une source de chaleur. Sa limite inférieure d'inflammabilité est de 5% et sa limite supérieure d'inflammabilité est de 15%.
  • explosion du mélange air/gaz :
    • en milieu libre (non confiné), le gaz naturel ne détone pas et son inflammation conduit à de faibles surpressions.
    • en milieu confiné, il peut y avoir explosion en cas d'inflammation d'un mélange air/gaz s’il y a suffisamment de gaz dans le mélange.
  • gaz comprimé : La libération du gaz comprimé à forte pression peut s'accompagner de projections d'objets (éclats métalliques, terre, pierres...).
  • anoxie
    • en milieu libre le gaz naturel, plus léger que l'air, s'élève rapidement et se disperse sans créer de nappe gazeuse ni au sol, ni dans l'atmosphère.
    • en milieu confiné de par sa composition, le gaz naturel peut agir à forte concentration, par inhalation, comme gaz asphyxiant par privation d'oxygène.
  • intoxication en cas de combustion incomplète : En milieu confiné et dans le cas d'une mauvaise combustion du gaz naturel en milieu appauvri en oxygène (défaut d'air de combustion ou ventilation insuffisante), il peut y avoir production de monoxyde de carbone (toxique à de très faibles concentrations) dans les produits de la combustion.

Notes et références

  1. ensuite le gaz…Estimation des quantités de gaz brûlés par le GGFR
  2. http://www.dailymotion.com/video/xgreop_gasland-vostfr-1-6_news
  3. http://app.owni.fr/gaz/files/DishTXHealthSurvey_FINAL_hi.pdf
  4. http://www.rue89.com/planete89/2010/12/08/pollution-fais-sauter-un-puits-de-gaz-de-schiste-pour-voir-179807
  5. Gaz de schiste: autorisations d'explorer annulées mais la porte reste ouverte
  6. Robert K. G. Temple « Utilisation du Gaz naturel comme combustible » sur chine-informations.com
  7. Désiré Magnier Nouveau manuel complet de l'éclairage au gaz, ou Traité élémentaire et pratique à l'usage des ingénieurs, directeurs, etc. LIBRAIRIE ENCYCLOPÉDIQUE DE FORET 1849 (Livre numérique Google)
  8. L'industrie du gaz en Europe aux XIXe et XXe siècles: l'innovation entre marchés privés et collectivités publiques.Peter Lang, 2005 Livre numérique Google
  9. Gérard Sarlos, Pierre-André Haldi, Pierre Verstraete. Systèmes énergétiques: Offre et demande d'énergie : méthodes d'analyse. PPUR presses polytechniques, 2003 sur books.google
  10. Alexandre Rojey, Bernard Durand. Le gaz naturel: production, traitement, transport. Editions TECHNIP, 1994 sur google.books
  11. Dans des conditions normales (0 °C et 760 mmHg), 1 m3 de gaz naturel a un pouvoir calorifique supérieur (PCS) de 8 à 10 thermies suivant son origine (soit 33 à 42 MJ). Pour le gaz de Lacq, dont le gisement est maintenant épuisé, ce PCS était de 9,6 thermies (40 MJ).
  12. Le point critique du méthane est caractérisé par une pression de 45,96 bar et une température de -82,7 °C. Pour liquéfier le gaz naturel, dont le point critique est proche de celui du méthane, il faut fournir une température inférieure à cette température.
  13. Pour le transport du gaz naturel sous forme liquide à la pression atmosphérique (GNL), il faut maintenir dans les cuves une température de -162 °C.
  14. a, b, c, d, e, f, g et h Etude (F)040617-CDC-313 La concurrence sur le marché du gaz L. 17 juin 2004. sur le site du CREG: www.creg.be
  15. Gestionnaires du réseau de transport, de l'installation de stockage et de l'installation de GNL sur le site du CREG
  16. Les infrastructures gazières, Commission de régulation de l'énergie.
  17. Marché de gros du gaz, Commission de régulation de l'énergie.
  18. Marché de détail du gaz, Commission de régulation de l'énergie.
  19. Loi no 2003-8 du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie.
  20. « Emission of ultrafine particles from natural gas domestic burners », Environmental engineering Science, décembre 2008 (étude de l’université Federico II de Naples) (En savoir plus)
  • BP statistical review of world energy 2006.
  • Key world energy statistics (AIE) 2006.


Voir aussi

Liens internes

Liens externes

Bibliographie

  • Restrictions à l'utilisation de crédits internationaux pour des projets relatifs aux gaz industriels - 08/06/2011 - Règlement (UE) no 550/2011 de la Commission du 7 juin 2011 établissant, conformément à la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil, certaines restrictions applicables à l’utilisation de crédits internationaux résultant de projets relatifs aux gaz industriels (JOUE L146, 08-06-2011, p.1)

Wikimedia Foundation. 2010.

Contenu soumis à la licence CC-BY-SA. Source : Article Gaz naturel de Wikipédia en français (auteurs)

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